Тагринское месторождение

Нефть Тагринского месторождения является легкой, маловязкой, малосериистой, малосмолпстой, характеризуется высоким выходом светлых ногонов. По химическому типу [c.40]

Нефть Тагринского месторождения. Результаты структурно-группового анализа аренов, выделенных из дистил- [c.58]

Тагринское месторождение представляет собой брахиантиклинальную складку субмеридионального простирания. [c.562]

Дегазированная нефть горизонта БВд Тагринского месторождения очень легкая и очень маловязкая, практически бессмолистая, малосернистая (класс I), малопарафиновая (вид Hi), имеет очень высокий выход светлых фракций, выкипающих до 300° С. [c.562]

Изучен состав тяжелых нефтяных остатков трех нефтей Самотлорского (залежи ABg+,, BBg и Ю1), двух Советско-Соснинского (АВз и Ю1), Тагринского (БВ14) и Северо-Покурского (АВ1+2) месторождений. [c.63]

На рис. 3.3, а показано измепепие содержания сульфидной серы в зависимости от средней температуры выкипания 50-градусных фракций нефти Советско-Соснинского, Северо-Покурского и Тагринского месторождений. Они также имеют экспоненциальный вид, а результаты спрямляются в координатах 1п 3 Т . Г> общем случае содержание с при разных значениях Т , например во фракциях нефти [c.74]

Повышенные значения Са > 4, при которых принципиально возможно наличие в молекулах существенных количеств ядер, сконденсированных более чем с одним нафтеновым фрагментом, типичны для многих асфальтеновых фракций нефтей из сравнительно слабо погруженных горизонтов (месторождения Русское, Северо-Покурское, Советское, готеривский горизонт АВ3+7 Самотлора), но почти не встречаются среди продуктов разделения асфальтенов из глубже залегающих нефтей Самотлорского (БВз и Ю ) и Тагринского месторождений, причем для фракций асфальтенов юрской нефти нередки значения Сд < 3. Это означает, что степень замещенности ароматических ядер в асфальтенах в среднем снижается с ростом глубины и возраста нефтенасыщенных пород параллельно общей метанизации состава нефти. [c.249]

ИВВ-1 применяли на Верхне-Пурпейском, Ново-Пурпейском, Северо-Варьеганском, Северо-Хохряковском, Тагринском и других месторождениях Западной Сибири. В большинстве случаев количество вводимой добавки составляло 0,1...0,2 % от объема раствора. Снижение плотности бурового раствора порой не происходило, что свидетельствует об уравновешивании процессов наработки и комплексной химико-механической очистки буровых растворов, поскольку ранее в этих интервалах на базовых скважинах просто с механической очисткой наблюдалось повышение плотности раствора. Иногда с вводом ИВВ-1 происходило снижение плотности на 10...20 кг/м . Во всех случаях, независимо от изменений плотности раствора, имело место снижение коллоидной глинистой фазы на 0,1...0,4 % до технологически необходимых величин 1,8...2,0 %. [c.187]

Остатки нефтей Тагринского и Северо-Покурского месторождений. Содержание остаточной фракции в нефти Северо-Покурского месторождения, залегающей на меньших глубинах, чем тагринская, выше. Количество насыщенных углеводородов больше в остатке тагринской нефти. В остатках обеих нефтей в наименьшей концентрации присутствуют ароматические углеводороды II группы. Концентрация атомов азота в остатках примерно одинаковая, серы содержится больше в остатке тагринской нефти, кислорода — северопокурской. [c.69]

Рис. 3.3. Изменение содержания сульфидной серы в зависимости от средней температуры выкипания 50-градусных фракций нефти Совет-ско-Соонинского (горизонт Ю1 — АВд — 2), Северо-Покурского (3) и Тагринского (4) месторождений.

Рис. 6.13. Фракционный состав ас-фал ьтснов из нефтей Русского (. ), Северо-Покурского 2), Советского (5), Самотлорского (АВд . ) (4), Самотлорского (БВв) (5), Тагринского (б) и Самотлорского (Ю ) (7) месторождений.

Справочник химика 21

Химия и химическая технология